ластів, решта поклади працюють на природному режимі. Товарна нафта родовища Мухто є малосмолисті, малосірчистої, малопарофіністой і тому є добрим сировиною для переробки на нафтопереробному заводі.
Ліцензія на розробку родовища Мухто належить компанії ВАТ «Роснефть - Сахалинморнефтегаз«. За ступенем промислової освоєності відноситься до розроблюваних.
Ступінь виробленості по нафті - 89.57%, по газу - 40%.
Запаси вуглеводнів на родовищі Мухто по категорії А + В + С1 станом на 01.01.2000 року:
балансові запаси нафти становлять 15527 тис. тонн.
видобувні запаси нафти становлять 634 тис. тонн.
запаси розчиненого газу становлять 6 млн. м (3)
сумарні запаси вільного газу і газу газової шапки складають 52 млн. м (3)
Запаси вуглеводнів на родовищі Мухто по категорії С2 станом на 01.01.2000 року:
балансові запаси нафти становлять 323 тис. тонн.
видобувні запаси нафти становлять 48 тис. тонн.
запаси розчиненого газу становлять 30 млн. м (3)
Станом на 1.01.2007 року на родовищі Мухто видобуто:
нафти - 5860 тис. т;
розчиненого газу - 642 млн. м3;
вільного газу - 34 млн. м3.
У тому числі по пласту Д: нафти - 2559,7 тис. т;
розчиненого газу - 198 млн. м3
Станом на 2013 рік.
видобуток нафти - 21 918 т.
Видобуток попутного газу - 1 137,25 тис. м (3).
Чинний фонд нафтових свердловин - 41.
Закачка води - 132490 т.
Чинний фонд нагнітальних свердловин - 3.
2. Розрахунково-технологічна частина
.1 Технологічні показники родовища Мухто
Технологічні показники розробки розраховані для кожної поклади, по пласту і родовищу визначені шляхом підсумовування.
АБВ пласт
варіант. Передбачається розробка при сформованій системі. Розробка всіх пластів на природному режимі. Проектний фонд - 4 свердловини. Динаміка видобутку нафти типова для завершальній стадії розробки.
Максимальний відбір доводиться на 2007 р і складе 2.6 тис. т. За проектний період (25 років) проектується відібрати:
Нафти - 19 тис. т
Рідини - 101.6 тис. т
Попутного газу - 1 млн. м3.
З початку розробки відбори складуть
Нафти - 98.1 тис. т що становить 17.4% від початкових балансових запасів, рідини - 238.2 тис. т
Попутного газу - 8.8 млн. м3.
варіант. Проектний фонд - 6 свердловин, граф. дод. 60. Збільшення фонду проектується здійснити за рахунок введення двох свердловин з числа простоюють. Максимальний відбір нафти 2.6 тис. Буде досягнутий у 2007 р.
За проектний період (25 років) буде видобуто:
Нафти - 29.2 тис. т
Рідини - 160,8 тис. т
Попутного газу - 1.3 млн. м3.
З початку розробки буде видобуто 108 тис. т нафти, або 19.2% від НБЗ, 9.1 млн. м3 попутного газу. Обводненість складе 97.2%. Коефіцієнт вилучення нафти складу 0.192
варіант. Проектний фонд - 9 свердловин, граф. дод. 60 Додатково до варіанту 2 передбачається ущільнення сітки свердловин шляхом буріння двох свердловин і зарізання бічного стовбура в вкв. 58, а також оптимізація технологічного режиму роботи свердловин. У 2014 р буде досягнутий максимальний відбір нафти (6,8 тис. Т). За проектний період (25 років) буде видобуто:
Нафти - 74,3 тис. т
Рідини - 387,7 тис. т
Попутного газу - 2830000. м3.
З початку розробки буде видобуто 153.4 тис. т нафти, або 27,2% від НБЗ, 524 тис. т рідини, 10.6 млн. м3 попутного газу. Обводненість складе 97%. Коефіцієнт вилучення нафти складе 0.272
Г пласт
варіант. Передбачається розробка при сформованій системі. Розробка всіх покладів на природному режимі.
Динаміка видобутку нафти типова для завершальній стадії розробки. Максимальний відбір доводиться на 2007 р і складе 13.3 тис. Т.
За проектний період (40 років) планується відібрати:
Нафти - 170.7 тис. т
Рідини - 1252,6 тис. т
